Appareillage électrique d`interruption HT (partie 1)

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Madame, Monsieur
17/09/2008
Appareillage électrique
d’interruption HT (partie 1)
par
Denis DUFOURNET
Membre Senior de la Société des électriciens et des électroniciens (SEE) et de l’Institut
américain des ingénieurs électriciens et électroniciens (IEEE)
Chef de recherches Principes de coupure ALSTOM T & D (Transmission & Distribution)
1.
Généralités.................................................................................................
2.
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
Classifications de l’appareillage..........................................................
Fonction........................................................................................................
Tension .........................................................................................................
Destination ...................................................................................................
Installation....................................................................................................
Type de matériel ..........................................................................................
Température de service...............................................................................
Utilisation .....................................................................................................
Techniques de coupure ...............................................................................
Caractérisation des appareils à courant alternatif
à haute tension .........................................................................................
3.1 Caractéristiques assignées .........................................................................
3.2 Tension assignée .........................................................................................
3.3 Niveau d’isolement assigné .......................................................................
3.4 Fréquence assignée.....................................................................................
3.5 Courant assigné en service continu ...........................................................
3.6 Courant de courte durée admissible assigné............................................
3.7 Pouvoir de coupure en court-circuit...........................................................
3.8 Tension de rétablissement ..........................................................................
3.9 Pouvoir de fermeture assigné.....................................................................
3.10 Séquence de manœuvres assignée et refermeture rapide ......................
3.11 Caractéristiques assignées pour les défauts proches en ligne ................
3.12 Durée de coupure assignée ........................................................................
3.13 Pouvoir de fermeture et de coupure en discordance de phases .............
3.14 Pouvoir de coupure et de fermeture de courants capacitifs ....................
3.15 Nombre de manœuvres mécaniques ........................................................
Pour en savoir plus ...........................................................................................
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Doc. D 4 698
L
’appareillage électrique est un élément essentiel qui permet d’obtenir la protection et une exploitation sûre et ininterrompue d’un réseau à haute tension.
Son histoire est riche d’inventions diverses, de principes de coupure performants, de technologies très variées utilisant des milieux aussi différents pour
l’isolement et la coupure que l’air à pression atmosphérique, l’huile, l’air comprimé, l’hexafluorure de soufre et le vide. Des points communs subsistent
cependant pendant toute son évolution :
— l’amorçage d’un arc entre deux contacts, comme principe de base pour la
coupure d’un courant alternatif ;
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APPAREILLAGE ÉLECTRIQUE D’INTERRUPTION HT (PARTIE 1)
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— l’utilisation de l’énergie d’arc, pour favoriser son refroidissement et obtenir
l’interruption du courant ;
— la recherche permanente de la réduction des énergies de manœuvre, afin
de réaliser des appareils plus fiables et plus économiques ;
— la réduction des surtensions, générées pendant leur fonctionnement, grâce
à l’insertion de résistances de fermeture ou par la synchronisation des manœuvres par rapport à la tension.
Il est intéressant de noter que la technique de coupure par autosoufflage, qui
vient de s’imposer pour les disjoncteurs SF6 à haute tension, avait déjà été envisagée dès les années 1960. C’est grâce aux progrès importants réalisés dans le
domaine de la modélisation d’arc et de la simulation des écoulements gazeux
que l’énergie d’arc a pu être domestiquée et utilisée efficacement pour définir
des chambres de coupure à hautes performances.
Les moyens de simulation ont aussi permis d’augmenter la tension par élément de coupure, qui est passée de 145 à 420 kV en l’espace de 25 ans, sans que
la tension atteinte constitue une limite technique.
Dans cet article, on verra, dans la partie 1, les différentes classifications d’appareils à haute tension (HT) et leurs caractéristiques principales. On examinera,
dans la partie 2, les principaux types de problèmes fondamentaux (coupure, diélectrique, échauffement, tenue des contacts) que le concepteur doit bien maîtriser pour définir un nouvel appareil.
Les essais de type, qui sont effectués pour vérifier les performances d’un appareil, seront présentés dans le troisième fascicule ainsi que les autres essais indispensables pour garantir que les appareils produits ont bien les performances
annoncées. Également, dans ce fascicule, on décrira la formidable évolution des
disjoncteurs à haute tension, de la technique à air comprimé à celle, actuelle, qui
utilise le SF6.
L’évolution de l’appareillage à haute tension n’est pas terminée ; de nouvelles
perspectives apparaissent avec l’introduction de l’électronique qui permet de
surveiller en permanence l’état d’un appareil. De nouvelles cellules sous enveloppe métallique et de nouveaux disjoncteurs conventionnels intègrent les
réducteurs de mesure électronique de courant et de tension qui viennent d’être
développés. Cela permet d’envisager l’intégration de la surveillance d’état et de
la commande électronique de l’appareillage dans un système totalement informatisé de contrôle-commande des postes à haute tension. On connaîtra à tout
moment l’état de santé d’un appareil, ce qui facilitera l’exploitation du réseau,
améliorera la politique de maintenance et augmentera encore la fiabilité et la
disponibilité de l’appareillage.
La diversité des études à mener (électrique, mécanique, électrostatique,
magnétique, thermique, thermodynamique) donne beaucoup d’intérêt au travail
de conception et de développement de l’appareillage électrique, intérêt que
l’auteur aimerait faire partager aux lecteurs de cet article.
L’article « Appareillage électrique d’interruption à courant alternatif à haute
tension » fait l’objet de plusieurs fascicules :
D 4 690 Partie 1 : Généralités. Classifications. Caractérisation.
D 4 692 Partie 2 : Problèmes fondamentaux.
Établissement et coupure des courants.
D 4 694 Partie 3 : Présentation de l’appareillage. Essais de type et individuels.
D 4 696 Annexes.
Les sujets ne sont pas indépendants les uns des autres. Le lecteur devra assez
souvent se reporter aux autres fascicules.
L’article D 4 700 traite l’interruption des circuits alimentés en courant continu.
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1. Généralités
L’appareillage électrique d’interruption à haute tension
concerne les réseaux alimentés soit en courant alternatif sous des
tensions supérieures à 1 000 V, soit en courant continu sous des tensions supérieures à 1 500 V.
■ La parfaite maîtrise de l’énergie électrique exige de posséder
tous les moyens nécessaires à la commande et au contrôle de la circulation du courant dans les circuits qui vont des centrales de production jusqu’aux consommateurs. Cette délicate mission incombe
fondamentalement à l’appareillage électrique. Son rôle est d’assurer en priorité la protection automatique de ces circuits contre tous
les incidents susceptibles d’en perturber le fonctionnement, mais
aussi d’effectuer sur commande les différentes opérations qui permettent de modifier la configuration du réseau dans les conditions
normales de service.
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son installation ;
le type de matériel ;
la température de service ;
son utilisation ;
sa technique de coupure.
2.1 Fonction
Le tableau 1 donne les symboles normalisés pour la représentation des appareils de connexion.
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Tableau 1 – Symboles normalisés pour la représentation
des appareils de connexion
L’appareillage électrique permet d’adapter, à chaque instant, la
structure du réseau aux besoins de ses utilisateurs, producteurs et
consommateurs d’électricité, et de préserver, totalement ou partiellement, cette fonction en cas d’incident. C’est assez dire l’importance du rôle de l’appareillage électrique à haute tension pour la
manœuvre et la protection du réseau. Il faut qu’il soit disponible à
tout moment et puisse intervenir sans défaillance, au point de faire
oublier qu’il existe.
Symbole
Désignation
Sectionneur
Sectionneur à deux directions
avec position d’isolement
médiane
■ Pour remplir ses fonctions avec fiabilité et disponibilité, il doit
posséder de nombreuses aptitudes :
— supporter des contraintes diélectriques dues à des ondes de
chocs (dues à la foudre ou à la manœuvre d’appareils) ou à des tensions à fréquence industrielle ;
— assurer le passage du courant permanent ou de court-circuit,
sans échauffement excessif et sans dégradation des contacts ;
— être capable de fonctionner dans des conditions atmosphériques défavorables : à haute ou à basse température, en altitude où
la densité de l’air est plus faible, parfois sous forte pollution (pollution marine, vents de sables...) ;
— supporter des séismes avec une accélération au sol égale à
0,2g ou 0,5g ;
— et surtout, pour les disjoncteurs, être capable d’interrompre
tous les courants inférieurs à son pouvoir de coupure (courants de
charge et courants de court-circuit).
Interrupteur
Interrupteur-sectionneur
Contacteur
Fusible dont l’extrémité
qui, après fusion, demeure
sous tension est indiquée
par un trait renforcé
Interrupteur triphasé
à ouverture automatique
par l’un quelconque des fusibles
à percuteur
On exige de lui une fiabilité presque parfaite, des opérations de
maintenance légères et en nombre limité dans la mesure où ces
interventions sont à la fois coûteuses et gênantes pour l’exploitation.
Depuis plus d’un siècle, de nombreuses solutions techniques ont
été conçues par les ingénieurs pour développer des appareillages
électriques toujours plus performants et plus fiables. Comme nous
le verrons, des techniques de coupure se sont imposées dans les
domaines de la moyenne et de la haute tension (respectivement
HTA et HTB). Elles ont permis d’obtenir les performances requises
avec un nombre réduit de composants, un encombrement réduit,
mais aussi avec une fiabilité qui n’a jamais cessé d’augmenter malgré un accroissement des contraintes imposées par le réseau, en
particulier une augmentation des courants de court-circuit.
Disjoncteur
Parafoudre
1
U
2
2. Classifications
de l’appareillage
L’appareillage peut être classé en plusieurs catégories selon :
— sa fonction ;
— sa tension ;
— sa destination ;
2.1.1
Varistance (parasurtenseur
à oxyde de zinc par exemple) :
1 symbole normalisé
2 symbole couramment utilisé.
Sectionneurs
Ce sont avant tout des organes de sécurité utilisés pour ouvrir ou
fermer un circuit lorsqu’il n’est pas parcouru par un courant, et prévus pour isoler, par rapport au reste du réseau, un ensemble de circuits, un appareil, une machine, une section de ligne ou de câble,
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APPAREILLAGE ÉLECTRIQUE D’INTERRUPTION HT (PARTIE 1)
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afin de permettre au personnel d’exploitation d’y accéder sans danger.
En principe, les sectionneurs n’ont pas à interrompre de
courants ; cependant, certains sectionneurs peuvent être amenés à
couper des courants de transfert de barres (jusqu’à 1 600 A sous 10
à 300 V) et les sectionneurs de terre doivent être capables de couper
les courants induits qui peuvent circuler dans les circuits hors tension par couplage capacitif et inductif avec les circuits adjacents
sous tension (jusqu’à 160 A sous 20 kV).
2.1.2
Interrupteurs
Les interrupteurs sont des appareils destinés à établir et à interrompre un circuit dans des conditions normales de charge. Certains
interrupteurs sont prévus pour remplir également les fonctions de
sectionneur.
Leurs performances sont limitées car, s’ils sont capables d’éliminer les surcharges sur le réseau, ils ne peuvent en aucun cas interrompre un courant de court-circuit.
2.1.3
Ils possèdent une grande endurance électrique combinée avec
une grande endurance mécanique. Ils sont généralement utilisés
pour la commande de fours, de moteurs à haute tension ou d’équipements industriels divers qui nécessitent des manœuvres fréquentes.
Ils ne peuvent jamais être utilisés comme sectionneurs et ne restent fermés que si leur bobine de commande est alimentée.
Coupe-circuit à fusibles
Les fusibles permettent d’interrompre automatiquement un circuit parcouru par une surintensité pendant un intervalle de temps
donné. L’interruption du courant est obtenue par la fusion d’un conducteur métallique calibré.
Ils sont surtout efficaces pour la protection contre les courts-circuits, vis-à-vis desquels ils agissent, le plus souvent, en limiteurs de
la valeur crête du courant de défaut. Ils sont assez souvent générateurs de surtensions à la coupure et exigent malheureusement
d’être remplacés après chaque fonctionnement.
En régime triphasé, ils n’éliminent que les phases parcourues par
un courant de défaut, ce qui peut présenter un danger pour le matériel et le personnel. Leur calibre doit être bien adapté pour éviter un
fonctionnement intempestif en cas de surcharge momentanée.
Pour pallier cet inconvénient potentiel, les fusibles peuvent être
associés à des interrupteurs ou à des contacteurs avec lesquels ils
constituent des combinés capables d’assurer la protection en cas de
surcharges ou de court-circuits. Les combinés présentent, en outre,
l’avantage d’interrompre en triphasé en cas de fusion d’un seul ou
de deux fusibles.
2.1.5
Les disjoncteurs peuvent maintenant être équipés de matériels
électroniques permettant à tout moment de connaître leur état
(usure, pression de gaz pour la coupure...), ce qui permet à l’exploitant de programmer les opérations de maintenance et éventuellement de détecter, par des dérives de caractéristiques, et de prévenir
un risque de défaillance. Ils peuvent aussi être équipés de dispositifs de synchronisation des ordres de fermeture et d’ouverture pour
permettre de manœuvrer des lignes, des transformateurs, des réactances ou des condensateurs, sans provoquer de surtensions ou de
courants d’appels susceptibles d’endommager les composants du
réseau. Tous les types de relais et de systèmes de protection peuvent lui être associés pour assurer, dans les meilleures conditions,
l’élimination des défauts qui surviennent dans les circuits qu’il protège.
2.1.6
Contacteurs
Les contacteurs ont un rôle comparable à celui des interrupteurs,
mais ils sont capables de fonctionner avec des cadences très élevées.
2.1.4
le réseau. À un disjoncteur est très généralement associée une
« intelligence », système de protection et de relayage, détectant un
défaut et élaborant des ordres au disjoncteur pour éliminer automatiquement le défaut ou pour remettre en service un circuit lorsque le
défaut présente un caractère fugitif ou a été éliminé par un autre disjoncteur.
Parafoudres
Les parafoudres sont des dispositifs statiques chargés de limiter,
en un point donné du réseau, l’amplitude des surtensions qui peuvent se produire. La limitation de surtension est faite en écoulant
l’énergie à la terre.
Ces surtensions peuvent être soit d’origine atmosphérique, c’està-dire externes, soit consécutives à des manœuvres de l’appareillage ou à des phénomènes de résonance, auquel cas elles sont
dites internes.
■ Les appareils les plus simples sont les éclateurs qui présentent
cependant l’inconvénient de rester conducteurs après amorçage et
nécessitent donc l’intervention d’un disjoncteur pour l’élimination
du courant de défaut qui résulte de leur fonctionnement.
■ Les appareils plus perfectionnés, tels les parafoudres à oxyde
métallique (ZnO par exemple) sans éclateur, sont connectés en
permanence au réseau car ils sont pratiquement isolants à la tension assignée. En cas de surtension, leur résistance devient temporairement très faible, mais ils redeviennent automatiquement
isolants dès que la tension retrouve sa valeur normale. Ce sont des
appareils très précieux, car ils jouent un rôle d’écrêteur sans entraîner d’interruption de service.
Les constituants élémentaires que nous venons de définir
sont le plus souvent associés entre eux pour réaliser des fonctions plus complexes, en vue d’assurer la protection et la disponibilité d’un ensemble de circuits.
Bien que les parafoudres ne fassent pas partie, à proprement
parler, de l’appareillage, il nous paraît important de les décrire
ici de manière succincte, car ils sont de plus en plus associés à
l’appareillage pour :
— limiter les surtensions en coupure de faibles courants
inductifs (§ 2.7.3 et [D 4 692], § 5.2.1) ;
— limiter les surtensions lors de l’enclenchement des lignes
longues [D 4 692], § 5.5).
Disjoncteurs
Un disjoncteur est destiné à établir, supporter et interrompre des
courants, sous sa tension assignée (tension maximale du réseau),
dans les conditions normales de service et dans les conditions anormales spécifiées (court-circuit, discordance de phases...).
C’est l’appareil de protection par excellence, capable d’une totale
capacité d’intervention sans provoquer de surtension excessive sur
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2.2 Tension
La norme internationale CEI 60694 distingue deux domaines :
— la moyenne tension qui concerne les tensions supérieures à
1 kV et inférieures à 50 kV ;
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— la haute tension qui concerne les tensions supérieures ou égales à 50 kV.
Dans le texte, les appellations haute tension (HT) et moyenne tension (MT), utilisées dans le langage courant, sont employées. Toutefois les dénominations actuelles (UTE C 18 510) sont respectivement
HTB et HTA.
2.3 Destination
L’appareillage à haute tension est destiné à fonctionner dans trois
types de réseaux ou d’installations principaux :
— réseaux de répartition ou de transport ( > 52 kV ) ;
— réseaux de distribution (< 52 kV) ;
— installations industrielles (3,6 à 24 kV).
2.4 Installation
Selon sa possibilité d’installation, on distingue :
— le matériel pour l’intérieur, qui est destiné à être installé uniquement à l’intérieur d’un bâtiment, à l’abri des intempéries et de la
pollution, avec une température ambiante qui n’est pas inférieure à
− 5 ˚C (éventuellement − 15 ˚C ou − 25 ˚C) ;
— le matériel pour l’extérieur, qui est prévu pour être installé à
l’extérieur des bâtiments, et qui par suite doit être capable de fonctionner dans des conditions climatiques et atmosphériques contraignantes (§ 2.6).
Figure 1 – Deux générations de disjoncteurs ouverts : 245 kV ;
40 kA ; 50 Hz (génération 1974 à gauche, génération 1984 à droite)
[réseau EDF, France]
2.5 Type de matériel
Deux types de matériels sont distingués :
— le matériel ouvert, dont l’isolation externe est faite dans l’air
(figure 1 cf. [D 4 692], § 1.5) ;
— le matériel sous enveloppe métallique ou blindé, muni d’une
enveloppe métallique, reliée à la terre, qui permet d’éviter tout contact accidentel avec les pièces sous tension (figure 2). Le disjoncteur
fait partie d’une cellule isolée au SF6 qui comprend les différents
organes nécessaires au fonctionnement du poste : disjoncteur, jeu
de barres, sectionneur de jeu de barres, sectionneur de terre, transformateur de courant (cf. [D 4 590] Postes sous enveloppe métallique (PSEM)).
Il existe un type de disjoncteurs hybrides, dits « Dead Tank », dont
l’isolation des parties actives est faite dans le SF6 à l’intérieur d’une
cuve métallique et dont le raccordement au réseau est fait par
l’intermédiaire de traversées isolantes (figure 3). Cette disposition
permet de placer les transformateurs de courant directement aux
bornes du disjoncteur, en des points qui ne nécessitent pas d’isolation électrique.
2.6 Température de service
■ L’appareillage est prévu pour fonctionner avec les températures
normales de service suivantes :
— la température maximale de l’air ambiant n’excède pas 40 ˚C et
sa valeur moyenne, mesurée pendant une période de 24 h, n’excède
pas 35 ˚C ;
— la température minimale de l’air ambiant n’est pas inférieure à
− 25 ˚C ou − 40 ˚C selon la norme CEI 60694.
Figure 2 – Disjoncteur sous enveloppe métallique : 420 kV ; 50 kA ;
50 Hz [Poste Meeden, Hollande]
D’autres valeurs de température minimale peuvent être exigées
dans des cas particuliers, telles que − 30 ˚C, suivant la norme ANSI
C 37.04 qui est applicable en Amérique du Nord, ou − 50 ˚C dans certaines régions froides du Canada.
■ Ces conditions de service ont une incidence importante sur la
conception, le dimensionnement et parfois la technique de coupure
utilisée pour les disjoncteurs.
● Le fonctionnement à très basse température entraîne, par
exemple, une limitation de la pression de remplissage des disjoncteurs SF6 pour éviter tout risque de liquéfaction du gaz. Par ailleurs,
des dispositions particulières doivent être prises pour permettre un
bon fonctionnement de l’organe de manœuvre (calorifugeage de la
cabine) ou garantir une bonne étanchéité de l’appareillage sous
pression (joints spéciaux).
● Le fonctionnement à haute température ambiante nécessite de
s’assurer que la température et l’échauffement des composants
n’excède pas les limites admissibles (§ 3 en [D 4 692]).
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sortie des générateurs de forte puissance (100 à 1 800 MVA), pour
les protéger de manière sûre, rapide et économique.
De tels disjoncteurs doivent pouvoir transiter des courants permanents élevés en service continu (6 300 à 40 000 A), et être dotés
d’un pouvoir de coupure élevé (63 à 275 kA).
Des particularités importantes caractérisent ces disjoncteurs et
font qu’ils sont notablement différents des disjoncteurs de ligne :
— ce sont des disjoncteurs à moyenne tension dont la tension
assignée n’excède pas 38 kV ;
— les valeurs considérables du courant permanent (ou en service
continu) nécessitent parfois d’utiliser un refroidissement forcé pour
limiter l’échauffement des parties actives ; deux systèmes sont
actuellement utilisés pour refroidir les contacts : la circulation d’eau
et la circulation d’air.
La figure 4 donne deux exemples très différents de ce type de
disjoncteurs :
Figure 3 – Disjoncteur « Dead Tank » : 145 kV ; 63 kA ; 60 Hz
[États-Unis]
2.7 Utilisation
On peut aussi classer l’appareillage en fonction de son utilisation.
■ Dans le cas des sectionneurs, on distingue les appareils destinés à la manœuvre de lignes et ceux utilisés pour la mise à la terre
d’un circuit (cf. [D 4 694], § 5).
■ Pour les disjoncteurs, qui sont les appareils de protection par
excellence, les trois types principaux ci-après peuvent être distingués. Pour être exhaustif, on pourrait aussi mentionner les disjoncteurs de bancs de condensateurs qui doivent faire face à des
contraintes particulières pendant l’établissement et la coupure de
courants capacitifs (cf. [D 4 705]).
2.7.1
Disjoncteurs de ligne
■ Dans des conditions normales de service, ils sont utilisés
pour l’ouverture ou la fermeture des lignes. Ils doivent être capables
d’effectuer ces manœuvres sans provoquer de surtensions excessives sur le réseau. En particulier, un disjoncteur de ligne doit posséder un pouvoir de coupure et de fermeture de lignes à vide (§ 3.14).
Ces disjoncteurs doivent aussi être capables d’interrompre les
défauts qui se produisent sur une ligne, ou directement à ses bornes, et qui donnent lieu à de forts courants de court-circuit. L’exploitant spécifie un pouvoir de coupure en court-circuit au disjoncteur,
qui tient compte du courant de court-circuit maximal susceptible de
se produire, de l’évolution possible du réseau et des valeurs normalisées de la composante périodique (cf. § 3.7.1).
■ Dans le cas, relativement rare, où ces disjoncteurs peuvent être
amenés à fonctionner dans des conditions de perte de synchronisme entre deux éléments de réseau (cf. § 3.10.4), les disjoncteurs
de ligne doivent posséder, en outre, un pouvoir de fermeture et de
coupure en discordance de phases.
Disjoncteurs de générateurs
Ces disjoncteurs sont connectés entre un générateur et le transformateur élévateur de tension. Ils sont généralement utilisés à la
D 4 690 − 6
Les caractéristiques des générateurs sont généralement telles
que, lors d’un court-circuit, l’amortissement de la composante apériodique du courant est faible. Si certaines conditions sont remplies
(courant de court-circuit fortement asymétrique), la sinusoïde de
courant est décalée par rapport à l’axe de courant nul, de sorte que
le courant ne passe pas par zéro avant plusieurs périodes à fréquence industrielle. Pour que le disjoncteur assure son rôle de protection, il faut donc qu’il soit capable de forcer le passage par zéro
du courant, grâce à sa tension d’arc, pendant la période où il effectue un soufflage efficace de l’arc permettant l’extinction du courant.
2.7.3
Comme leur nom l’indique, ils sont chargés de manœuvrer les
lignes des réseaux à haute tension et, à ce titre, ils doivent posséder
la plupart des performances pouvant être exigées d’un disjoncteur à
haute tension.
2.7.2
— la figure 4 a montre un disjoncteur de générateur à refroidissement par air, des circulateurs font passer l’air comprimé de la
chambre de coupure dans des radiateurs extérieurs dont les ailettes
sont refroidies par des ventilateurs ; son pouvoir de coupure est de
275 kA avec un courant permanent de 40 000 A ;
— le type de disjoncteur de générateur, représenté sur la
figure 4 b, est plus récent ; il permet de supporter un courant permanent de 6 300 A sans système de refroidissement ; son pouvoir
de coupure est de 63 kA.
Disjoncteurs de réactances
Ces disjoncteurs manœuvrent quotidiennement des réactances
qui sont utilisées pour le réglage de la charge réactive dans une
ligne. Ils doivent être capables d’effectuer ces manœuvres sans provoquer de surtensions sur le réseau.
Dans les réseaux à très haute tension où le niveau de surtension
admissible est relativement faible (1,6 p.u. en 800 kV), une solution
éprouvée consiste à munir le disjoncteur de parafoudres à oxyde de
zinc (figure 5).
2.8 Techniques de coupure
L’appareillage de coupure peut aussi être caractérisé par la technique utilisée pour la coupure. Historiquement, les milieux suivants
ont été choisis pour la coupure :
—
—
—
—
—
air ;
huile ;
air comprimé ;
SF6 ;
vide.
Ces différentes techniques sont décrites dans l’article [D 4 705]
relatif aux techniques de coupure en moyenne tension et dans le
fascicule [D 4 694], pour ce qui concerne les disjoncteurs haute tension au SF6 ou à air comprimé.
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Disjoncteur
Parafoudre
a disjoncteur à refroidissement par air (poste de Maraba - Brésil)
Figure 5 – Disjoncteur de réactances 800 kV à trois chambres
de coupure du réseau et parafoudres associés AEP
(American Electric Power, États-Unis)
3.1 Caractéristiques assignées
■ Une valeur assignée est la valeur d’une grandeur fixée, pour un
fonctionnement spécifié d’un matériel, d’un dispositif ou d’un
composant.
Exemple : les caractéristiques assignées à indiquer pour un disjoncteur sont les suivantes :
— tension assignée ;
— niveau d’isolement assigné ;
— fréquence assignée ;
— courant assigné en service continu ;
— courant de courte durée et valeur de crête du courant admissible
assigné ;
— pouvoir de coupure assigné en court-circuit ;
— tension transitoire de rétablissement assignée relative au pouvoir
de coupure assigné en court-circuit ;
— pouvoir de fermeture assigné en court-circuit ;
— séquence de manœuvres assignée ;
— durée de coupure assignée ;
— nombre de manœuvres mécaniques.
b disjoncteur au SF6 : 17,5 kV ; 63 kA ; 60 Hz
Figure 4 – Disjoncteurs de générateur
■ Pour des utilisations spéciales, on doit aussi donner les caractéristiques suivantes :
— pouvoir de coupure assigné en discordance de phases ;
— pouvoirs de coupure et de fermeture assignés de batterie de
condensateurs.
■ Des caractéristiques particulières doivent être indiquées
pour certains disjoncteurs dans les cas suivants :
3. Caractérisation
des appareils à courant
alternatif à haute tension
Les conditions d’emploi de l’appareillage à haute tension sont
extrêmement variées. Cela oblige à utiliser, pour caractériser un
appareil, tout ou partie de nombreuses définitions de performances,
que l’on appelle caractéristiques assignées. On détaille dans ce
paragraphe 3 ces caractéristiques, en rappelant à quelles conditions
d’emploi elles se réfèrent.
— caractéristiques de défaut proche en ligne, pour les disjoncteurs prévus pour être reliés directement à des lignes aériennes de
transport ;
— pouvoir de coupure assigné de lignes à vide, pour les disjoncteurs tripolaires destinés à la mise en et hors circuit des lignes
aériennes de transport (obligatoire pour les disjoncteurs de tensions
assignées supérieures ou égales à 72,5 kV) ;
— pouvoir de coupure assigné de câbles à vide, pour les disjoncteurs tripolaires destinés à la mise en et hors circuit de câbles (obligatoire pour les disjoncteurs de tensions assignées inférieures ou
égales à 52 kV).
Pour les sectionneurs et les sectionneurs de terre, deux caractéristiques particulières doivent être définies :
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___________________________________________________________________________________
— pouvoir d’établissement-coupure de courant de transfert de
barre des sectionneurs ;
— pouvoir d’établissement-coupure de courant induit des sectionneurs de terre.
A
B
C
A
B
C
a
b
c
a
b
c
3.2 Tension assignée
Châssis
de fermeture
La tension assignée (Ur) d’un appareil est la valeur maximale de
la tension du réseau dans lequel il peut être installé.
Position
d'ouverture
Figure 6 – Connexions d’un appareil
Les valeurs de tension assignée ont été harmonisées entre les
normes CEI 60694 et ANSI C 37.06 :
— moyenne tension :
3,6 – 4,76* – 7,2 – 8,25* – 12 – 15* – 17,5 – 24 – 25,8* – 36 – 38*
– 48,3* kV,
Les valeurs affectées d’un astérisque (*) sont utilisées uniquement
en Amérique du Nord ;
— haute tension :
52 – 72,5 – 100 – 123 – 145 – 170 – 245 – 300 – 362 – 420 – 550 –
880 kV.
(0)
Tableau 2 – Niveaux d’isolement suivant la norme
CEI 60694
Tension
assignée
Tension de tenue assignée
de courte durée à
fréquence industrielle
Tension de tenue assignée
aux chocs
de foudre
Ur
Ud
Up
(kV)
(kV)
(kV)
3.3 Niveau d’isolement assigné
■ Le niveau d’isolement d’un appareil (cf. [D 4 750] Lignes et
postes : choix et coordination des isolements) est défini par les
valeurs :
— de la tension de tenue de courte durée à fréquence
industrielle ;
— de la tension de tenue aux chocs de foudre ;
— éventuellement, de la tension de tenue aux chocs de manœuvre.
Ces valeurs caractérisent les contraintes diélectriques auxquelles
il est susceptible d’être soumis en service et qu’il est capable de supporter avec une très grande probabilité de réussite.
■ Pour chaque tension assignée, on définit en général deux
niveaux d’isolement :
— dans les réseaux de distribution et les réseaux jusqu’à 170 kV,
le choix du niveau d’isolement dépend des conditions de mise à la
terre du neutre du réseau ;
— dans les réseaux de tensions supérieures à 170 kV, où les neutres sont toujours effectivement à la terre, le choix entre les deux
niveaux d’isolement dépend des dispositions prises pour limiter les
surtensions de toutes origines qui peuvent survenir sur le réseau.
■ Le tableau 2 donne, selon la norme CEI 60694 des exemples de
valeurs de niveaux d’isolement pour certaines tensions assignées :
— les « valeurs communes » indiquées dans le tableau 2 correspondent à l’isolement entre phase et terre, entre pôles (Aa, Bb, Cc)
et entre bornes (A et a, B et b, C et c) de l’appareil ouvert (figure 6) ;
— les valeurs de tenue « sur la distance de sectionnement » ne
s’appliquent que pour les appareils conçus pour satisfaire aux exigences de sécurité spécifiées pour les sectionneurs.
Dans le cas de disjoncteurs destinés à des manœuvres de
synchronisation accompagnées de surtensions permanentes ou
temporaires (cf. [D 4 692]), l’isolation d’un disjoncteur normal
peut être insuffisante. Dans ce cas, on utilise soit un disjoncteur
normal de tension assignée plus élevée, soit un disjoncteur spécial ayant réussi un essai plus sévère en position d’ouverture.
D 4 690 − 8
Valeur
commune
Sur la distance
Sur la distance
Valeur
de
de
commune
sectionnement
sectionnement
52
95
110
250
290
72,5
140
160
325
375
150
175
380
440
185
210
450
520
185
210
450
520
230
265
550
630
230
265
550
630
275
315
650
750
275
315
650
750
325
375
750
860
360
415
850
950
395
460
950
1 050
460
530
1 050
1 200
100
123
145
170
245
3.4 Fréquence assignée
Les valeurs normales de la fréquence assignée à l’appareillage à
haute tension sont 50 et 60 Hz.
D’autres valeurs sont possibles, par exemple 16 2/3 Hz, mais elles
correspondent à des applications particulières comme la traction
ferroviaire. Ces applications peuvent nécessiter des appareils spéciaux dans la mesure où les contraintes de coupure sont différentes,
parfois plus sévères que celles qui ont été appliquées lors des essais
de type du matériel standard prévu pour fonctionner à 50 ou 60 Hz.
3.5 Courant assigné en service continu
Le courant assigné en service continu correspond au courant que
l’appareil peut supporter indéfiniment dans des conditions norma-
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Le courant établi est donné par la formule :
0
e
i
[ sin ( ωt + ϕ Ð δ ) Ð sin ( ϕ Ð δ ) exp ( Ð αt ) ]
i ( t ) = E 2 ----------------------------------------------------------------------------------------------------------Z
Lω
avec tan δ = ------- , ,
R
R
α = ---- ,
,
L
Z = R2 + L2 ω2
■ L’amplitude maximale du courant est obtenue lorsque la fermeture est effectuée à un instant où la phase de la tension vérifie :
0
0
5
π
ϕ = δ Ð --2
10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65
t (ms)
Figure 7 – Établissement d’un courant de court-circuit près d’un zéro
de tension
les de service. Sous l’effet du courant permanent, les différentes
parties de l’appareil s’échauffent, mais elles ne doivent pas présenter d’échauffement supérieur aux valeurs fixées par la norme CEI
60694. Ces valeurs sont déterminées de manière à garantir qu’il n’y
aura pas de modification des performances consécutive à cet
échauffement (cf. [D 4 692], § 3).
Les valeurs de courant assigné par la norme CEI 60694 sont les
suivantes :
100 – 160 – 200 – 250 – 400 – 630 – 800 – 1 250 A
1 600 – 2 000 – 2 500 – 3 150 – 4 000 – 5 000 – 6 300 A.
Ces valeurs, à première vue surprenantes, proviennent de la série
de Renard de base 10 qui définit des valeurs proportionnelles à 10n/10.
En règle générale, le choix d’un appareil doit être tel que son courant assigné soit supérieur aux courants susceptibles de traverser
l’appareil. Cependant une certaine surcharge est possible lorsque la
température ambiante est inférieure à la valeur maximale définie
pour les conditions normales de service (40 ˚C) [ANSI C 37.010].
3.6 Courant de courte durée admissible
assigné
Le courant de courte durée admissible caractérise la capacité d’un
appareil à supporter :
(en première approximation on peut considérer que ϕ = 0) :
[ Ð cos ωt + exp ( Ð αt ) ]
i ( t ) = E 2 ---------------------------------------------------------- = I 2 [ Ð cos ωt + exp ( Ð αt ) ]
Z
Si on négligeait l’amortissement par la résistance (R = 0 et α = 0),
la valeur maximale du courant établi serait égale au produit de la
valeur efficace I de la composante périodique par 2 2 (≈ 2,83).
Le rapport entre l’amplitude maximale du courant et la valeur efficace de la composante périodique du courant dépend de la constante de temps (L/R) du réseau et de la fréquence assignée.
La valeur crête assignée est égale à la valeur efficace du courant de courte durée admissible multipliée par les coefficients
suivants :
— 2,5 pour les réseaux à 50 Hz avec une constante de temps de
45 ms ;
— 2,6 pour les réseaux à 60 Hz avec une constante de temps de
45 ms ;
— 2,7 pour les applications particulières, avec une constante de
temps supérieure à 45 ms.
Pour les disjoncteurs, la valeur de crête du courant admissible
assigné est égale au pouvoir de fermeture assigné en court-circuit (§
3.9).
■ Le courant de courte durée assigné génère :
— des efforts électrodynamiques entre pôles et à l’intérieur de
chaque pôle ;
— des échauffements dans les parties conductrices ; ils sont fonction de la valeur efficace et de la durée du courant (en général 1 s,
plus rarement 3 s).
— un courant de court-circuit donné pendant un temps donné ;
— une amplitude maximale du courant lors de ce court-circuit.
La figure 7 montre que, lorsqu’un court-circuit se produit dans un
réseau au passage par zéro de la tension u, le courant qui s’établit se
présente sous la forme d’une sinusoïde décalée par rapport au zéro.
Ce courant i est dit asymétrique. Il est la somme d’une composante
périodique et d’une composante apériodique qui décroît vers zéro
avec une constante de temps (L/R) qui est fonction des caractéristiques du réseau.
■ L’expression analytique du courant peut être obtenue en étudiant le phénomène transitoire provoqué par la fermeture d’un
appareil dans un circuit comprenant une source de tension E en
série avec une inductance L et une résistance R.
Si ϕ est la phase de la tension à l’instant de fermeture :
e ( t ) = E 2 sin ( ωt + ϕ )
avec
ω = 2πf,
,
f = 50 ou 60 Hz
fréquence du circuit.
3.7 Pouvoir de coupure en court-circuit
Cette caractéristique est limitée aux disjoncteurs.
3.7.1
Définition et caractéristique
Le pouvoir de coupure assigné en court-circuit est la valeur la
plus élevée du courant de court-circuit que le disjoncteur doit
être capable d’interrompre dans les conditions d’emploi et de
fonctionnement fixées par la norme CEI 60056.
On trouve un tel courant dans un circuit dont la tension de rétablissement à fréquence industrielle correspond à la tension assignée du disjoncteur et dont la tension transitoire de rétablissement
est égale à la valeur assignée spécifiée (§ 3.8).
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___________________________________________________________________________________
i (A)
x
0
y
t0
t (ms)
x composante périodique
y composante apériodique
t0 instant de séparation des contacts
iap 100
ip 90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
τ4 = 12
0 ms
τ3 = 7
5 ms
τ2 = 5
0 ms
τ1 = 45
ms
0
10
iap
Figure 8 – Forme d’un courant comportant une composante
apériodique
ip
=
20
30
40
50
60
70
80
90
top + tr (ms)
composante apériodique
valeur crête de la composante périodique
top + tr intervalle de temps à partir du début du courant de court-circuit
Pour un disjoncteur tripolaire, le courant de court-circuit triphasé
est pris en compte.
Figure 9 – Composante apériodique du pouvoir de coupure
en fonction du temps
Dans le cas d’un défaut monophasé, le courant de court-circuit (Imono) est donné par la formule suivante en fonction du
courant de court-circuit triphasé (Itri) :
(top + tr) représente la durée entre la détection du défaut et l’instant
de séparation des contacts du disjoncteur.
3 I tri
I mono = --------------------------2 + X0 ⁄ X1
La valeur du pourcentage de la composante apériodique iap, par
rapport à la valeur de crête de la composante périodique ip, doit être
déterminée comme suit :
composante homopolaire de l’impédance de
court-circuit,
X1
composante directe de l’impédance de courtcircuit.
Dans la grande majorité des réseaux à haute tension, X0 est
supérieur ou égal X1.
Par suite, le courant de défaut monophasé est habituellement
inférieur au courant de défaut triphasé.
— pour un disjoncteur à déclenchement autonome, le pourcentage de la composante apériodique doit correspondre à un intervalle de temps égal à la durée d’ouverture minimale du premier pôle
top du disjoncteur ; le temps tr dans la formule précédente est égal à
0 ms ;
— pour un disjoncteur qui ne peut être déclenché que par une
forme quelconque d’énergie auxiliaire, le pourcentage de la composante apériodique doit correspondre à un intervalle de temps égal à
la durée d’ouverture minimale du premier pôle top du disjoncteur à
laquelle on ajoute une demi-période (valeur normalisée) de la fréquence assignée (tr). La durée tr, appelé « temps relais », correspond à la durée nécessaire pour que l’ordre soit transmis au
disjoncteur après détection du défaut.
avec
X0
Le pouvoir de coupure assigné en court-circuit est caractérisé par
deux valeurs :
— la valeur efficace de sa composante périodique (§ 3.7.2) ;
— le pourcentage de la composante apériodique, par rapport à la
composante périodique (§ 3.7.3).
Les composantes périodique et apériodique sont déterminées
d’après la figure 8.
3.7.2
Composante périodique du pouvoir
de coupure assigné en court-circuit
Les valeurs normales de la composante périodique du pouvoir de
coupure assignée en court-circuit sont choisies dans la série de
Renard R10 :
12,5 – 16 – 20 – 25 – 31,5 – 40 – 50 – 63 – 80 –100 kA
3.7.3
Composante apériodique du pouvoir
de coupure assigné en court-circuit
Les courbes de la composante apériodique en fonction du
temps, indiquée sur la figure 9, sont basées sur :
a) une constante de temps normalisée de 45 ms ;
b) des constantes de temps pour des applications particulières,
suivant la tension assignée du disjoncteur :
— 120 ms pour les tensions assignées inférieures à 72,5 kV ;
— 60 ms pour les tensions assignées à partir de 72,5 kV inférieures ou égales à 420 kV ;
— 75 ms pour les tensions assignées supérieures à 420 kV.
Ces constantes de temps pour des applications particulières
reconnaissent le fait que la valeur normalisée peut être inadaptée
pour certains réseaux.
3.7.4
Vérification du pouvoir de coupure
en court-circuit
La valeur du pourcentage de la composante apériodique peut
être déduite de la figure 9. Elle est basée sur l’intervalle de temps
(top + tr) et la constante de temps τ utilisés dans la formule :
Le pouvoir de coupure en court-circuit est vérifié en effectuant les
essais normalisés de coupure (CEI 60056) :
i ap
[ Ð ( t op + t r ) ]
------- ( % ) = 100 exp ------------------------------τ
ip
— de défaut aux bornes et de défaut en ligne pour les disjoncteurs à haute-tension ;
— de défaut aux bornes pour les disjoncteurs à moyenne tension.
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Un disjoncteur doit être capable de couper tout courant inférieur
ou égal à son pouvoir de coupure. Il faut noter que les conditions de
coupure les plus sévères pour un disjoncteur ne sont pas toujours
obtenues avec le courant de court-circuit maximal correspondant au
pouvoir de coupure assigné.
u
uc
3.8 Tension de rétablissement
u'
La coupure d’un courant de court-circuit dépend des caractéristiques du rétablissement de tension qui se produit entre contacts
après l’interruption du courant. On convient de distinguer deux phases.
■ La tension transitoire de rétablissement (TTR) est appliquée aux
bornes de l’appareil dès la première microseconde qui suit l’interruption du courant et dure plusieurs centaines de microsecondes.
La TTR est en général oscillatoire à simple ou double fréquence.
La TTR est associée au pouvoir de coupure assigné en court-circuit. C’est la tension de référence qui constitue la limite de la tension
transitoire de rétablissement présumée de circuits que le disjoncteur doit pouvoir couper lors d’un court-circuit à ses bornes.
■ La tension de rétablissement à fréquence industrielle (50 ou
60 Hz) subsiste après disparition du régime transitoire sur tous les
pôles. Elle s’exprime en valeur efficace. Lors des essais de type, elle
doit être maintenue pendant au moins 100 ms afin de bien tester la
tenue diélectrique de l’appareil pendant toute la phase de rétablissement de tension.
3.8.1 Représentation des ondes de la TTR
La forme d’onde des tensions transitoires de rétablissement est
variable suivant la configuration des circuits réels.
■ Dans certains cas, particulièrement dans les réseaux de tensions supérieures ou égales à 100 kV et pour des courants de
court-circuit relativement importants par rapport au courant de
court-circuit maximal à l’endroit considéré, la tension transitoire de
rétablissement comprend une période initiale, pendant laquelle la
vitesse d’accroissement est élevée, et une période ultérieure, pendant laquelle la vitesse d’accroissement est plus réduite. Cette
forme d’onde est en général relativement bien représentée par une
enveloppe constituée de trois segments de droite définis par quatre
paramètres (figure 10).
uR
A
0
td
t'
t3
t
td
retard à l'origine
t' , u' paramètres qui définissent le segment de retard AB, avec td
Facteur d'amplitude :
uc
uR
=
valeur crête de la tension
valeur stabilisée de la tension
Figure 11 – Représentation d’une TTR par deux paramètres
Le tracé par quatre paramètres (t1, u1, t2, uc) (cf. [D 4 696]), qui a
été proposé dès 1958, a pour avantage de bien représenter les
contraintes du réseau dans les deux zones où il est important de
tester la coupure [74] (cf. [D 4 692], § 4) :
— la partie initiale de la TTR où des réamorçages thermiques sont
possibles ;
— la zone proche de la crête de tension (uc) où des réamorçages
diélectriques peuvent se produire.
■ Dans d’autres cas, particulièrement dans les réseaux de tension inférieure à 100 kV ou bien dans les réseaux de tension
supérieure à 100 kV pour des courants de court-circuit relativement
faibles par rapport au courant de court-circuit maximal et alimentés
au travers de transformateurs, la tension transitoire de rétablissement UR a une forme proche d’une oscillation amortie à une seule
fréquence.
Cette forme d’onde est suffisamment bien représentée par une
enveloppe constituée par deux segments de droite définis par deux
paramètres (uc, t3, figure 11).
■ La capacité du réseau au lieu d’installation, et du côté de l’alimentation du disjoncteur, réduit la vitesse d’accroissement de la tension
pendant les quelques premières microsecondes de la TTR. On en
tient compte par l’introduction d’un temps de retard (td).
Sur la figure 11 on peut voir que, pendant le régime transitoire, la
valeur de la TTR dépasse la valeur stabilisée après la fin des oscillations. Le rapport entre la valeur crête (uc) et la valeur stabilisée UR
est appelé facteur d’amplitude ; il est désigné, dans la norme
CEI 60056, par kaf.
u
uc
■ Chaque période de l’onde de TTR peut influencer les performances de coupure d’un disjoncteur. Le tout début de la TTR peut être
important pour certains types de disjoncteurs. Cette période de la
TTR, dénommée tension transitoire de rétablissement initial
(TTRI), est provoquée par une oscillation initiale de faible amplitude
due aux réflexions sur la première discontinuité majeure du jeu de
barres. Elles est surtout déterminée par la configuration du jeu de
barres et par la disposition des appareils au départ de chaque poste.
u1
u'
B
A
0
B
td
t'
t1
t2
t
td
retard à l'origine
t' , u' paramètres qui définissent le segment de retard AB, avec td
Figure 10 – Représentation d’une TTR par quatre paramètres
Si le disjoncteur a un pouvoir de coupure de défaut proche en
ligne (§ 3.11), les prescriptions de la TTRI sont considérées comme
satisfaites si les essais de défaut proche en ligne sont effectuées
avec une ligne n’introduisant pas de retard.
Étant donné que la TTRI est proportionnelle à l’impédance d’onde
du jeu de barres et au courant, les prescriptions la concernant peu-
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N
eB
(A)
(B)
eP P
(C)
eC
100
1 p.u.
80
60
40
eC
20
eA , eB , eC tensions d'alimentation des trois phases A, B, C
eP
tension au point P de court-circuit
Figure 12 – Schéma avec défaut triphasé montrant la situation
à l’instant de coupure par le premier pôle qui coupe A
TR = 1,5 p.u.
eA
___________________________________________________________________________________
Tension (kV)
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eB
eA
0
– 20
– 40
eePP == –– 0,5
0,5 p.u.
pu
– 60
– 80
vent être négligées pour tous les disjoncteurs ayant un pouvoir de
coupure assigné inférieur à 25 kA et pour les disjoncteurs de tension
assignée inférieure à 100 kV. De plus, les prescriptions concernant la
TTRI peuvent être négligées pour les disjoncteurs installés dans
l’appareillage sous enveloppe métallique du fait de la faible impédance d’onde.
– 100
0
5
10
15
eP =
20
eB + eC
2
25
30
35
40
45
50
t (ms)
= eB = eC
TR = eA – eP
3.8.2 Facteur de premier pôle
Figure 13 – Tensions de phases et tension aux bornes du pôle A
La coupure des courants de court-circuit par les disjoncteurs à
haute tension à courant alternatif doit toujours s’effectuer au passage par zéro du courant, car c’est un instant propice pour le refroidissement de l’arc et son extinction.
cation est un peu plus compliquée) ; ce cas est d’ailleurs beaucoup
plus fréquent et pris en compte pour la normalisation des essais de
type.
■ Par ailleurs, les contraintes les plus sévères en coupure de défaut
aux bornes sont obtenues dans le cas d’un défaut triphasé, car,
d’une part, le courant coupé est généralement le plus élevé et,
d’autre part, le premier pôle qui coupe le courant doit le faire sous la
tension la plus élevée (si l’on excepte le cas particulier de la coupure
en discordance de phases où les courants à couper sont nettement
plus faibles).
● En coupure de défauts triphasés, la TTR se réfère au premier
pôle qui coupe, c’est-à-dire à la tension aux bornes d’un pôle ouvert,
les deux autres étant fermés. Selon la façon dont le neutre du réseau
est mis à la terre, la tension à fréquence industrielle aux bornes du
premier pôle qui coupe est plus ou moins grande. Le rapport entre
cette tension rétablie et la tension entre phase et terre U r ⁄ 3
s’appelle le facteur de premier pôle. Dans la norme de disjoncteur
CEI 60056, il est désigné par kpp.
Les valeurs normales de la TTR spécifiée sont établies dans les
deux cas suivants :
— avec un facteur de premier pôle égal à 1,5 pour les disjoncteurs
devant être installés dans un réseau à neutre non effectivement à la
terre ;
— avec un facteur de premier pôle égal à 1,3 pour les disjoncteurs
devant être installés dans un réseau effectivement mis à la terre (cas
habituel pour les tensions assignées supérieures ou égales à
245 kV).
● La figure 12 illustre, à titre d’exemple, le cas d’un défaut triphasé isolé dans un réseau à neutre N à la terre. Un réseau à haute
tension en court-circuit étant essentiellement inductif, la tension est
en avance sur le courant et déphasée de 90˚ el.
■ Dans les réseaux de tension assignée supérieure ou égale à
245 kV, le neutre est généralement mis à la terre et la probabilité
d’avoir un défaut triphasé isolé est négligeable. Par suite, le facteur
de premier pôle est inférieur à 1,5. La valeur exacte est définie, en
fonction des composantes directes (X1) et homopolaires (X0) de la
réactance de court-circuit du réseau, par la formule :
3 X0
k pp = -----------------------X1 + 2 X0
Pour les réseaux à haute tension, compte tenu des caractéristiques des composants, on convient de prendre :
X0
α = ------- = 3 ,25
X1
Par suite, le facteur de premier pôle est égal à 1,3.
3.8.3 Valeurs normales de la tension transitoire
de rétablissement spécifiée
■ Dans le cas d’une TTR à quatre paramètres (§ 3.8.1, figure 10),
ces paramètres sont définis en fonction de la tension assignée (Ur),
du facteur de premier pôle (kpp) et du facteur d’amplitude (kaf)
comme suit :
Nota : on rappelle que les durées peuvent s’exprimer en millisecondes (ms) ou en
degrés électriques (˚ el.), 360˚ el. correspondant à un cycle à fréquence industrielle soit
20 ms à 50 Hz ou 16,7 ms à 60 Hz.
La tension d’alimentation de la première phase qui coupe (eA sur
les figures 12 et 13) a donc une amplitude maximale au moment de
la coupure que l’on peut désigner par 1,0 p.u.
La figure 13 montre que, à cet instant, la tension des deux autres
phases est égale à : − 0,5 p.u. de sorte que la tension au point de
court-circuit est aussi : eP = − 0,5 p.u. Par suite, la tension TR aux
bornes du premier pôle qui coupe est égale à 1,5 p.u.
● Un résultat identique aurait bien sûr été obtenu dans le cas d’un
défaut triphasé à la terre dans un réseau à neutre isolé (mais l’expli-
D 4 690 − 12
2
u 1 = k pp ⋅ U r --3
t1 est déterminé à partir de u1 et de la vitesse d’accroissement spéu1
cifié ------ ;
t1
uc = kaf · u1,
où kaf est égal à 1,4 ;
t2 = 3 t1
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(0)
Tableau 3 – Valeurs normales de la TTR pour les tensions assignées de 245 à 800 kV.
Représentation par quatre paramètres
Tension
assignée
Facteur de
premier pôle
Facteur
d’amplitude
Première
tension
de référence
Temps
Valeur
de crête
de la TTR
Temps
Temps
de retard
VATR (1)
Ur
kpp
kaf
u1
t1
uc
t2
td
u 1 /t1
(kV)
(p.u.)
(p.u.)
(kV)
(µs)
(kV)
(µs)
(µs)
(kV/µs)
245
1,3
1,4
260
130
364
390
2
2,0
300
1,3
1,4
318
159
446
477
2
2,0
362
1,3
1,4
384
192
538
576
2
2,0
420
1,3
1,4
446
223
624
669
2
2,0
550
1,3
1,4
584
292
817
876
2
2,0
800
1,3
1,4
849
424
1 189
1 272
2
2,0
(1) vitesse d’accroissement de la tension de rétablissement
(0)
Tableau 4 – Valeurs normales de la TTR présumée pour les tensions assignées de 245 kV.
Représentation par quatre paramètres (T100, T60, T30) ou deux paramètres (T10)
Tension
assignée
Séquence
d’essais
Ur
(kV)
245
Facteur
de
premier
pôle
Facteur
d’amplitude
Première
tension
de
référence
Temps
Valeur
de crête
de la TTR
Temps
Temps
de retard
Tension
Temps
Vitesse
d’accroissement
kpp
kaf
u1
t1
uc
t2 ou t3
td
u’
t’
u 1 /t 1
u 0 /t 3
(p.u.)
(p.u.)
(kV)
(µs)
(kV)
(µs)
(µs)
(kV)
(µs)
(kV/µs)
T100
1,3
1,4
260
130
364
390
2
130
67
2,0
T60
1,3
1,5
260
87
390
392
2
130
45
3,0
T30
1,5
1,5
300
60
450
450
5
150
35
5,0
T10
1,5
1,53
–
–
459
66
10
153
32
7,0
■ Dans le cas d’une TTR à deux paramètres (§ 3.8.1, figure 11),
ces paramètres sont définis comme suit :
2
u c = k pp ⋅ k af ⋅ U r ⋅ --3
où kaf est égal à 1,4 ;
t3 est déterminé à partir de uc et de la vitesse d’accroissement spéuc
cifiée ------ .
t3
■ Pour les tensions assignées supérieures ou égales à 100 kV, on
utilise la représentation à quatre paramètres. Le tableau 3 donne, à
titre d’exemple, les valeurs spécifiées par la norme CEI 60056 pour
les tensions assignées de 245 à 800 kV.
Les valeurs du tableau 3 sont des valeurs présumées. La TTR
appliquée au disjoncteur lors d’un essai de type doit être au-dessus
du tracé de référence défini par la norme.
Ces valeurs s’appliquent aux disjoncteurs destinés à des
réseaux triphasés de transport, fonctionnant à des fréquences
de 50 ou 60 Hz et comportant des transformateurs, des lignes
aériennes et de courtes longueurs de câbles.
■ Dans les réseaux monophasés ou lorsque des disjoncteurs
sont destinés à des installations où l’on peut rencontrer des conditions plus sévères, les valeurs peuvent être différentes (disjoncteurs
à proximité d’alternateurs, disjoncteurs directement reliés à des
transformateurs fournissant un courant supérieur à 50 % du pouvoir
de coupure assigné en court-circuit du disjoncteur, sans capacité
supplémentaire appréciable entre le disjoncteur et le transformateur, disjoncteurs situées dans des postes comportant des réactances série...).
■ La tension transitoire de rétablissement correspondant au pouvoir de coupure assigné en court-circuit en cas de défaut aux bornes
est utilisée pour les essais de coupure de courant de court-circuit
égaux à la valeur assignée. Toutefois, pour les essais de coupure de
courant en court-circuit effectués à des valeurs inférieures à 100 %
de la valeur assignée, d’autres valeurs de la tension transitoire de
rétablissement sont spécifiées.
Le tableau 4 donne, à titre d’exemple, les valeurs normales pour
une tension assignée de 245 kV. La vitesse d’accroissement spécifiée est plus élevée lorsque le courant est réduit (T10 – T30) afin de
couvrir le cas de TTR à fréquence de rétablissement élevée que l’on
rencontre lorsque le courant de court-circuit est essentiellement alimenté par un transformateur.
Nota : les séquences de défaut aux bornes seront détaillées en [D 4 694], T100 signifie,
par exemple, défaut aux bornes avec un courant égal à 100 % du pouvoir de coupure assigné et T10 à 10 % du pouvoir de coupure.
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3.9 Pouvoir de fermeture assigné
Au lieu de t’ = 3 min, d’autres valeurs (t’ = 15 s et t’ = 1 min) sont
aussi utilisées pour les appareils prévus pour fonctionner en refermeture automatique rapide.
Pendant une manœuvre d’établissement sous tension, l’arc
s’amorce entre contacts avant même que ces contacts se touchent.
L’arc s’interrompt au moment de l’entrée en contact. L’intervalle de
temps pendant lequel un arc de préamorçage subsiste s’appelle la
durée de préarc.
■ CO – t’’ – CO :
Lors d’une fermeture sur court-circuit, le contact mobile doit
vaincre la pression des gaz chauds de l’arc de préamorçage, l’effort
de répulsion des contacts, puis l’effort de pénétration dans les contacts fixes. L’énergie nécessaire à l’enclenchement sur court-circuit
est donc toujours supérieure à celle qui est nécessaire pour l’enclenchement à vide.
Cette énergie étant en grande partie prélevée sur l’énergie cinétique des parties mobiles, cette dernière doit avoir une valeur suffisante pour que la vitesse d’entrée en contact reste suffisante. En
effet, une diminution de la vitesse de fermeture entraîne une augmentation de la durée du préamorçage et donc de l’énergie générée
par l’arc de préamorçage.
Le pouvoir de fermeture est, comme on l’a déjà dit
paragraphe 3.6, égal au produit de la valeur efficace de la composante périodique du pouvoir de coupure en court-circuit par les facteurs suivants :
— 2,5 : pour une fréquence assignée de 50 Hz et la valeur normalisée de la constante de temps de 45 ms ;
— 2,6 : pour une fréquence assignée de 60 Hz et la valeur normalisée de la constante de temps de 45 ms ;
— 2,7 : pour toutes les valeurs de la constante de temps des
applications particulières.
La norme CEI 60056 impose de vérifier le pouvoir de fermeture
sur court-circuit d’un disjoncteur dans deux situations critiques qui
sont censées couvrir tous les cas possibles en service :
— établir un courant totalement asymétrique, c’est-à-dire lorsque l’instant d’établissement du courant s’effectue à un zéro de
tension ;
— établir un courant symétrique avec une durée de préamorçage
maximale ; dans ce cas, l’établissement du courant doit se faire au
voisinage d’une valeur crête de tension.
La vérification de l’établissement du courant totalement asymétrique peut se faire sous une tension réduite.
Dans le cas d’appareils à commande tripolaire, cet essai de fermeture peut être fait soit en triphasé, soit en monophasé, en disposant
un pôle en série avec les deux autres en parallèle.
3.10 Séquence de manœuvres assignée
et refermeture rapide
3.10.1 Séquence de manœuvres
Une séquence de manœuvres est une succession de manœuvres
spécifiées à des intervalles de temps donnés. Il existe deux variantes de séquences de manœuvres assignées où :
O représente une manœuvre d’ouverture ;
CO représente une manœuvre de fermeture suivie immédiatement (c’est-à-dire sans délai intentionnel) d’une manœuvre d’ouverture.
■ O – t – CO – t’ – CO :
avec, généralement, t’ = 3 min ; de plus :
— t = 3 min pour les appareils prévus pour la refermeture automatique ordinaire (cf. § 3.10.3) ;
— t = 0,3 s, pour les appareils prévus pour fonctionner en refermeture automatique rapide (cf. § 3.10.4).
D 4 690 − 14
avec t’’ = 15 s.
3.10.2 Intérêt de la refermeture automatique
L’expérience montre qu’un grand nombre de courts-circuits provoquant l’ouverture automatique des disjoncteurs sont fugitifs,
c’est-à-dire qu’ils disparaissent après ouverture du circuit par le disjoncteur. Il est alors possible de refermer le disjoncteur sans provoquer un nouveau déclenchement. C’est le cas en particulier des
courts-circuits provoqués par la chute d’une branche sur une ligne
aérienne.
La refermeture automatique des disjoncteurs a pour but de
réduire la durée des interruptions de service qui sont provoquées
par de tels défauts. Cependant la partie du réseau sur laquelle s’est
produit le défaut doit rester hors tension pendant un temps suffisant
pour que le plasma de l’arc puisse se désioniser et qu’un nouvel
amorçage soit évité. En général, un délai de l’ordre de quelques
dixièmes de seconde est nécessaire et suffisant.
Ces exigences ont, bien sûr, des conséquences importantes sur la
conception des organes de manœuvre. Elles sont traduites concrètement par les temps t, t’ et t’’ des séquences spécifiées de
manœuvres.
3.10.3 Refermeture automatique ordinaire
Utilisée sur les réseaux de distribution à moyenne tension dans
les postes non gardés, elle a pour but de réduire la durée d’interruption de service due au temps de déplacement d’un opérateur pour
effectuer la refermeture du disjoncteur après un déclenchement.
Les délais de refermeture automatique varient de quelques
secondes à quelques minutes. On prévoit, en général, plusieurs
refermetures automatiques successives en cas de non-réussite de la
première.
3.10.4 Refermeture automatique rapide
Dans les réseaux à haute tension, la refermeture a pour but d’éviter les décrochages entre deux sources interconnectées. En effet,
lorsque les disjoncteurs d’une ligne d’interconnexion entre deux
réseaux déclenchent, il y a soit perte de synchronisme immédiate, si
cette ligne est seule à assurer l’interconnexion, soit surcharge due
au report de charge.
Le réenclenchement rapide présente divers avantages notables
sur les réseaux HT et THT : éviter de mettre les réseaux en état de faiblesse temporaire par disparition trop longue d’un ouvrage, limiter
les risques de pertes de synchronisme ou d’augmentation excessive
du déphasage entre une charge tournante et le réseau.
Si le déclenchement est triphasé, le temps de refermeture doit
être très court, de l’ordre de 0,3 s. Un temps plus long peut entraîner
une refermeture en discordance de phases (§ 3.13).
Le réenclenchement monophasé, mis au point en France, est
utilisé dans de nombreux pays. Il consiste, lors d’un défaut monophasé, cas le plus fréquent, à ouvrir seulement les pôles des disjoncteurs d’extrémité de la ligne en défaut. Ainsi, le synchronisme est
maintenu par les deux phases saines qui restent sous tension, et le
temps de refermeture peut être choisi relativement long, de l’ordre
de la seconde, sans qu’il y ait de répercussion sensible sur l’ensemble du réseau. Cette technique nécessite des disjoncteurs à commandes unipolaires et des relayages spéciaux.
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(0)
Tableau 5 – Valeurs normales des caractéristiques de ligne pour les défauts proches en ligne
Tension assignée
Nombre de conducteurs
Impédance d’onde
par phase
Ur
Z
(kV)
(Ω)
Facteur de VATR
Facteur de crête
Temps de retard
50 Hz
60 Hz
tdL
k
[(kV/µs)/kA]
(µs)
< 170
1à4
450
1,6
0,200
0,240
0,2
> 245
1à4
450
1,6
0,200
0,240
0,5
3.11 Caractéristiques assignées
pour les défauts proches en ligne
Un défaut proche en ligne est un défaut qui se produit en aval
d’un disjoncteur, à une distance de quelques centaines de mètres à
quelques kilomètres sur la ligne. Ces défauts sont caractérisés par
un fort courant et une fréquence élevée de rétablissement de tension, et des risques de réamorçage thermique de l’arc ([D 4 692],
§ 3).
Un pouvoir de coupure de défaut proche en ligne est prescrit
pour les disjoncteurs tripolaires prévus pour être reliés directement
à des lignes aériennes, dont la tension assignée est égale ou supérieure à 52 kV et dont le pouvoir de coupure assigné en court-circuit
est supérieur à 12,5 kA.
Ce pouvoir de coupure est exigé en monophasé, car les défauts
monophasés sont de loin les plus fréquents. De plus, pour les
réseaux à neutre effectivement à la terre, cette condition correspond
à la coupure du dernier pôle qui doit éliminer un défaut à la terre, car
c’est la condition de coupure la plus sévère dans le cas d’un défaut
triphasé.
Les valeurs normales de rétablissement de tension du côté de la
ligne sont basées sur une impédance d’onde Z de 450 Ω, un facteur
de crête k assigné (rapport entre l’amplitude de la première crête de
tension rétablie et le module de la chute de tension dans la ligne
avant coupure) égal à 1,6 et un temps de retard du côté de la ligne
tdL (tableau 5).
La vitesse d’accroissement de la tension de rétablissement VATR
est obtenue en multipliant la valeur donnée dans le tableau par la
valeur efficace du courant coupé (en KA).
La capacité locale qui est toujours présente dans une sous-station, entre le disjoncteur et la ligne, introduit un temps de retard au
début de rétablissement de tension. Cette capacité représente les
capacités typiques qui peuvent être rencontrées en pratique dans
les réseaux.
Les valeurs de temps de retard normalisées correspondent à une
capacité :
— de 445 pF pour les tensions assignées inférieures à 245 kV ;
— de 1 110 pF pour celles qui sont supérieures ou égales à
245 kV.
3.12 Durée de coupure assignée
contacts) et de la durée d’arc (intervalle de temps entre la séparation
des contacts et l’instant d’extinction de l’arc).
Pour assurer la stabilité des réseaux HT, la durée de coupure doit
être inférieure à une valeur maximale fixée par l’exploitant. Elle
s’exprime habituellement en nombre de cycles à fréquence industrielle (2 cycles ou 2,5 cycles suivant les cas). En règle générale, une
durée de coupure de 3 cycles est jugée suffisante, sauf dans les
réseaux à très haute tension où une durée de coupure de 2 cycles
est souvent exigée.
3.13 Pouvoir de fermeture et de coupure
en discordance de phases
Un disjoncteur peut être amené à fonctionner dans des conditions
anormales de perte de synchronisme entre deux éléments du
réseau, situés de part et d’autre du disjoncteur (cf. § 3.10.4).
Le pouvoir de coupure exigé, par les normes CEI 60056 et
ANSI C 37.04, en discordance de phases est égal à 25 % du pouvoir
de coupure assigné en court-circuit.
La tension de rétablissement à fréquence industrielle dépend de
la façon dont le neutre du réseau est mis à la terre. Elle est égale :
2 Ur
— soit à ---------- lorsque le neutre du réseau est effectivement à la
3
terre ;
2 ,5 U r
— soit à --------------- dans les autres cas,
3
où Ur est la tension assignée du disjoncteur.
Cette dernière valeur ne couvre pas tous les cas. Dans un réseau
à neutre isolé, il est théoriquement possible d’avoir une tension
3 Ur
rétablie égale à ---------- . Cependant, ce cas est très peu probable, aussi
3
il a été jugé inutile de le prendre en compte dans les spécifications
des normes internationales.
3.14 Pouvoir de coupure et de fermeture
de courants capacitifs
3.14.1 Généralités
La durée de coupure est l’intervalle de temps entre l’instant de
mise sous tension du déclencheur d’ouverture et l’instant d’extinction finale de l’arc dans tous les pôles de l’appareil.
La figure 14 montre que la durée de coupure est la somme de la
durée d’ouverture (intervalle de temps jusqu’à la séparation des
■ La coupure ou l’établissement de courants capacitifs correspond
à la manœuvre d’une ligne aérienne à vide, d’un câble à vide ou
d’une batterie de condensateurs. Ce type de fonctionnement est
normal dans un réseau et se produit très fréquemment.
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Position de fermeture
Déplacement des contacts
Position d'ouverture
Circulation du courant
Temps
Durée d'ouverture
Manœuvre d'ouverture
Durée d'arc
Durée de coupure
Extinction finale de l'arc dans tous les pôles
Séparation des contacts d'arc dans tous les pôles
Mise sous tension du déclencheur d'ouverture
Figure 14 – Définition de la durée de coupure
Lors d’une coupure de courants capacitifs, l’interruption du courant ne pose pas de problème, car l’amplitude du courant est
réduite ; cependant, ce type de coupure est contraignant pour un
appareil de connexion car une tension de rétablissement élevée est
appliquée entre contacts. Si la vitesse de déclenchement de l’appareil n’est pas suffisante, il peut se produire des réamorçages qui
sont générateurs de surtensions. Des surtensions élevées étant
interdites afin de ne pas excéder le niveau d’isolement du matériel
du poste, on exige que l’appareillage soit capable de couper les courants capacitifs sans réamorçage.
En réalité, la tenue diélectrique de l’appareillage est statistique
par nature, il n’est donc pas possible d’exiger une probabilité nulle
de réamorçage. Cette caractéristique des appareils a été prise en
compte dans la nouvelle édition de la norme CEI 60056 où sont définies deux classes d’appareils caractérisées par :
— une faible probabilité de réamorçage (classe C1) ;
— une très faible probabilité de réamorçage (classe C2).
La norme CEI 60056 donne, pour les tensions assignées du
tableau 6 et une fréquence du courant d’appel de 4 250 Hz :
— pour une batterie unique de condensateurs, un pouvoir de
coupure assigné, en valeur efficace, de 400 A ;
— pour une batterie de condensateurs à gradins, un pouvoir de
coupure assigné, en valeur efficace, de 400 A ;
— pour une batterie de condensateurs à gradins, un pouvoir de
fermeture assigné de 20 kA.
3.14.2 Pouvoir de coupure assigné
■ La spécification d’un pouvoir de coupure assigné de lignes à vide
est obligatoire pour les disjoncteurs de tensions assignées supérieures ou égales à 72,5 kV.
■ En fonction de ses contraintes, de sa politique de maintenance,
de choix économiques, c’est à l’exploitant de choisir la classe
d’appareil qu’il souhaite pour son réseau.
■ La spécification d’un pouvoir de coupure assigné de câbles à vide
est obligatoire pour les disjoncteurs de tensions assignées égales
ou inférieures à 52 kV.
La tension de rétablissement en coupure de courants capacitifs
dépend de nombreux facteurs tels que :
— la mise à la terre du réseau et de la charge capacitive ;
— l’influence mutuelle de phases adjacentes ;
— l’influence de systèmes adjacents (lignes aériennes voisines).
■ Lorsqu’un appareil est prévu pour manœuvrer une ou des batterie(s) de condensateurs, il est nécessaire de démontrer un pouvoir
de coupure spécifique car le courant à couper est généralement plus
élevé que celui des lignes à vide ou des câbles à vide.
■ Les valeurs préférentielles définies par la CEI 60056 pour le pouvoir de coupure assigné de courants capacitifs des lignes à vide et
des câbles à vide sont données dans le tableau 6 (des valeurs
comparables sont définies par la norme ANSI C 37.06-2000).
■ La fermeture d’une batterie de condensateurs génère un courant d’appel qui peut, en fonction des caractéristiques du réseau,
avoir une amplitude et une fréquence élevée. Ces courants de haute
fréquence provoquent une usure des pièces de contact et la production de particules qui peuvent influencer le pouvoir de coupure.
Dans le cas où ces courants d’appel sont importants, les normes
internationales exigent des essais de fermeture de batteries de condensateurs.
D 4 690 − 16
3.14.3 Pouvoir de fermeture assigné
■ Le pouvoir de fermeture assigné de batterie de condensateurs
est la valeur de crête du courant que le disjoncteur doit être capable
d’établir sous sa tension assignée et avec une fréquence du courant
d’appel appropriée aux conditions de service.
■ Comme on l’a vu dans le paragraphe 3.14.1, la valeur de crête du
courant spécifiée pour la fermeture de batteries de condensateurs à gradins, est de 20 kA pour toutes les tensions assignées et
la fréquence du courant d’appel est égale à 4 250 Hz.
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Tension assignée
(valeur efficace)
Pouvoir de coupure
assigné de lignes
à vide
(valeur efficace)
Pouvoir de coupure
assigné de câbles
à vide
(valeur efficace)
Ur
IL
IC
(kV)
(A)
(A)
3,6
10
10
4,76
10
10
7
−
k = 1,15
(0)
facteur multiplicateur pour tenir compte des
tolérances et de la surtension possible.
Tableau 6 – Valeurs préférentielles de pouvoir de coupure
pour les câbles et les lignes à vide [CEI 60056]
7,2
10
10
8,25
10
10
12
10
25
15
10
25
17,5
10
31,5
24
10
31,5
25,8
10
31,5
36
10
50
38
10
50
48,3
10
80
52
10
80
72,5
10
125
100
20
125
123
31,5
140
145
50
160
170
63
160
245
125
250
300
200
315
362
315
355
420
400
400
550
500
500
800
900
■ Dans le cas de batteries uniques de condensateurs, il n’y a
pas de valeurs préférentielles spécifiées du pouvoir de fermeture
assigné et de la fréquence du courant d’appel.
Pour les applications habituelles, le pouvoir de fermeture assigné,
dans l’intervalle de 5 à 10 kA, peut être estimé de manière approximative en utilisant la formule [ANSI/IEEE C 37.12] :
La fréquence du courant d’appel est dans l’intervalle 200 Hz à
1 000 Hz ; elle peut être estimée de manière approximative en utilisant la formule [ANSI/IEEE C 37.12] :
f appel ≈ f r
avec
I sc
------I sb
fr
fréquence assignée,
fappel
fréquence du courant d’appel.
Sur la figure 15, on voit l’évolution du courant lorsqu’on enclenche une batterie de condensateurs.
Exemple : pour Isc = 40 kA et Isb = 103 A avec fr = 50 Hz ; on a
donc :
2 × 40 000 × 103 × 1 ,15 = 3 078 A
I max =
et :
40 000
f appel = 50 ----------------------- = 985 Hz.
103
La simulation de la figure ne correspond pas au pire des cas où le
courant d’appel est le plus élevé.
3.15 Nombre de manœuvres mécaniques
Des essais mécaniques de l’appareillage doivent être effectués (si
applicables) pour démontrer sa robustesse et sa capacité à fonctionner de manière satisfaisante pendant toute sa durée de vie en service qui est de l’ordre de 25 ans.
Ces essais se composent de 2 000 manœuvres d’ouverture et de
2 000 manœuvres de fermeture.
L’essai de type d’endurance mécanique est un des éléments permettant de démontrer la fiabilité de l’appareillage.
i (A)
250
200
150
100
50
0
– 50
– 100
I max ≈ 2I sc × k × I sb
– 150
– 200
avec
Imax
valeur de crête du courant d’appel,
Isc
courant de court-circuit, en valeur efficace, à
l’emplacement de la batterie de condensateur,
Isb
courant, en valeur efficace, de la batterie de
condensateurs, courant traversant le disjoncteur
en l’absence de court-circuit,
– 250
Fréquence fappel
– 300
Imax
Isb ; fr
Courant d'appel
– 350
0
5
10
15
20
25
30
35
40
50
55 60
t (ms)
Figure 15 – Évolution du courant lorsqu’on enclenche une batterie
de condensateurs
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© Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique
Dossier délivré pour
Madame, Monsieur
17/09/2008
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